0 引 言
随着对天然气产能需求的提升，将天然气挖潜向低产低效井转移，是实现天然气有效和高效开发的重要课题。 截至2018 年底，国内煤层气已累计钻井18 000余口(其中水平井610 多口)，但是地面开发产能仅有54 亿m3，大量低效井的存在严重制约了煤层气井产能建设[1]。 如何减少低效井、提升单井产气量、提高产能建设到位率是煤层气开发过程中亟需解决的关键问题[2-3]。 国内煤层气产业经过近30 年的发展，积累了大量的煤层气钻探、测试和排采资料，但是这些数据采用不同的方法或平台，从不同角度和方式获取，具有多模态的特点[2-4]。 与此同时，在不同的勘探开发阶段，地质和排采数据具有特定的时间属性，同时煤层气藏本身处在动态调整之中，造成了地质和开发数据具有复杂性和模糊不确定性。 如何对数据进行准确描述、科学处理、融合挖掘，是开展低产低效井系统治理的重要手段[6-8]。
当前煤层气低产低效井的判识和治理体系尚不完善，已开展的工作包括:郑庄区块建立了适应于不同煤储层特性的二次压裂增产技术[9]；在樊庄区块进行了低产煤层气井的增产实践，讨论了电脉冲解堵、径向水力喷射等技术的适用性[10]；针对低水压、低气压煤层气井提出了一种高压氮气闷井储层保护型增产改造技术[11]。 在煤层气低效井治理过程中，需要明确:①什么样的井是低效井；②什么因素造成了低效井；③在哪个井区进行治理；④采用什么手段治理。 上述4 个问题是不同煤层气开发区块的共性问题。 基于此，笔者开展了如下工作，以期建立煤层气低效井综合评价和治理体系，主要包括:①结合国内外煤层气排采经验，定义了煤层气低效井的识别和判定标准；②整合钻井、压裂工程和排采数据，划分了低效井主控类型；③在关键地质参数快速计算的基础上，开展气井后续产气潜力评定，圈定增产改造区；④针对不同主控类型提出针对性增产改造措施。 以期通过低效井数据分析和治理体系的构建，为国内煤层气增产提产提供针对性建议。
1 低效井成因分析
1.1 低效井评价标准
油田上通常将以日产油量低于1 t/d 当做低产低效井，或者通过新井经济极限初产油量和老井经济极限含水率来进行计算和判别[12]。 针对天然气井提出了间歇生产井、小产量气井、产水气井等低产低效井类型[13-15]。 在煤层气开发过程中，小于1 000 m3/d、甚至小于500 m3/d 的井普遍存在。 由于煤层气排采普遍经历较长的排水降压过程，因此根据生产周期和产气量对低效井作如下判定:①投产＞2 a，产气量低于500 m3/d，动液面高度低于50 m；②投产＞2 a，基本不产气，但动液面高于50 m；③投产＜2 年，产气量低于500 m3/d，动液面高度低于50 m，且套压低于0.5 MPa。
1.2 低效井成因影响因素
以沁水盆地柿庄南区块为例开展系统分析，沁水盆地柿庄南区块主要开发煤层为二叠系山西组3 号煤层，厚度在2～11 m，主要集中在5～7 m。 沁水盆地柿庄南区块北部断层较为发育，南部主要为复式褶皱，地下水动力场比较简单(图1)。 目前已钻井1 100 余口，积累了丰富的煤层气地质和开发资料[16-19]。
图1 沁水盆地柿庄南区块位置及潜力区分布
Fig.1 Location of Shizhuangnan Block of Qinshui Basin and potential areas distribution
1.2.1 工程施工因素
1)钻井/固井。 井径扩大率和钻井液侵入深度是影响气井稳定性的重要因素[18]。 钻井过程中井径扩大，一方面会造成固井困难，甚至气井报废；另一方面会造成钻井液渗入煤层，造成储层伤害，影响压裂施工及产气效果。 固井过程可能会使井径再次扩大，而且固井水泥也会造成煤储层伤害。 沁水盆地柿庄南区块统计数据表明，当井径扩大率大于30%，煤层气井的平均产气量一般低于500 m3/d。 因此，把井径扩大率为30%作为造成低效井的临界值(图2a)。
图2 井径扩大率和钻井后渗透率与平均产气量的关系
Fig.2 Relationship between average gas production and well diameter expansion rate and permeability after well drilling
渗透率损害比、表皮系数和泥浆污染深度等均可评价煤层气井储层污染程度[19]。 通过多元回归，分析含气饱和度、泥浆密度、储层孔隙度、含气饱和度、储层污染后电阻率等的相互关系，可计算钻井前后的渗透率。 钻井液伤害后，渗透率一般降低至原来的25%～60%，并影响压裂及产气效果(图2b)。
2)储层压裂。 根据压裂前后储层渗透率可以判断储层改造效果，通过建立压裂后渗透预测模型；分析煤体结构与压裂后渗透率关系；以及根据压裂后渗透率评价压裂效果，系统评价了压裂改造效果。为评价不同煤体结构的影响，从储层原始渗透率、压裂后渗透率及压裂后渗透率增长倍数等方面分析了其与产气量的关系。 当煤体结构中碎粒煤大于80%时，压裂改造效果较差，当前压裂工艺对储层改造效果一般。 但是当碎裂煤比例高于60%，压裂后渗透与碎裂煤比例呈正相关关系。
当煤储层原始渗透率相对较好，且压裂后渗透率增长为5～30 倍时，产气量与增长倍数呈正相关。但是随着渗透率增长倍数增加，与产气量的关系不再明显。 当煤储层原始渗透率较差时，压裂后渗透率增加倍数与产气量之间没有明显的相关关系。 除此之外，当施工压力过高，垂直缝延伸远，可能会导通邻近含水层，影响产气量。
1.2.2 排采管控
筛选地质条件类似，且施工工程相对合理的井，分析排采不连续、排采速率和煤粉产出等对产能的影响。 统计发现，沁水盆地柿庄南区块排采不连续型井279 口，单相流阶段停机时间较长，发生水敏，影响后期产气量；当单相流阶段停机累计时长超过50 d，次数超过 4 次，稳定产气量很难达到 500 m3/d；在产气高峰前停机，会产生压敏和裂缝闭合，对煤层造成损伤；高频繁停机容易引发产气量骤降，且难以恢复高产；见气后到产气高峰停机累计时长超过200 d 时，稳定产气量很难提高。
收集排采连续井256 口，当动液面下降过快或过慢，稳定产气量很难超过1 000 m3/d；基于地层供液能力，建立了单相水流阶段动液面下降合理性评价模型，在动液面波动较大的情况下，产气量很难或经历较长的低产期才能超过500 m3/d。 分析煤体结构较差，且产煤粉严重的井共77 口。 煤粉堵塞排采设备会造成卡泵等影响产气，干扰排采的连续性。流速过慢时，煤粉不能及时排出，导致煤粉堵塞孔裂隙通道，气体难以渗流到井筒，造成产气量降低。
2 煤层气低效井治理单元划分
由于地质条件的复杂性，为了针对性的开展低效井治理，需要结合当前工艺技术和低效井成因，确定哪个井区优先进行治理。 笔者基于沁水盆地柿庄南区块地质情况复杂性，及其与煤层气产量的关系，通过关键参数临界值的判定划分了不同层次的治理单元。
2.1 关键地质参数及其临界值
整合沁水盆地柿庄南区块钻井、测井、录井、压裂及排采数据，建立煤层及其顶底板30 m 范围内基础数据信息库，通过分析实测数据与测井数据，建立含气性、储层压力、临界解吸压力、煤体结构、渗透率、地下水头标高、地应力等煤层气评价地质参数预测模型，基于VBA 语言，建立基于测井、压裂及生产大数据条件下的煤层气地质参数快速计算系统。
为保证实际生产特征能够反映客观地质条件，在上述大数据统计分析方法的基础上，基于灰色关联分别对上述11 个地质参数对产能的控制程度进行排序，最后确定出产能主控关键地质参数包括:构造地质条件、含气量、含气饱和度、储层压力梯度、临界解吸压力、临储压力比、煤体结构和渗透率。 充分利用沁水盆地柿庄南区块已有生产井剖析不同地质参数对产能的控制特征，遴选数据完整、资料准确、无明显施工或排采故障的井，避免工程及排采因素对产能的干扰，使生产井产气量数据能准确反映真实地质条件。
图3 煤层气地质参数与日产气量的关系
Fig.3 Main geological parameters and its relationship with daily gas production rate
基于上述目的，建立如下选井原则:①排除井径扩大和钻井污染特别严重的井；②排除压裂曲线异常的井；③排除排采煤粉堵塞未及时解堵的井；④排除排采单次停抽时间大于50 天，或单次停抽时间3天以上次数超过10 次的井；⑤选择排采时间在4 年以上且连续排采的井；⑥选择至少稳产8 个月以上的井。 基于相关分析，最终得到制约煤层气井经济产量的关键地质参数的临界值为:距离大断层200 m、含气量12 m3/t、含气饱和度50%、储层压力梯度0.4 MPa/hm、临界解吸压力1.2 MPa、临储压力比0.3及渗透率 0.05×10-3 μm2(图 3)。
2.2 改造地质单元划分
在关键地质参数分析的基础上，基于一票否决和多参数叠加法，在大断层(距离200 m)、含气量(12 m3/t)、含气饱和度(50%)、储层压力梯度(0.4 MPa/hm)、临界解吸压力(1.2 MPa)、临储压力比(0.3)及渗透率(0.05×10-3 μm2)综合约束下圈定出了可改造区域。 结合模糊矩阵计算和专家打分的方式确定了各参数的权重值。为消除数量级误差， 对数据进行归一化处理[19-20]。
沁水盆地柿庄南区块可改造地质单元划分为(图1):Ⅰ类区(潜力值＞0.60)、Ⅱ类区(潜力值0.45—0.60)、Ⅲ类区(潜力值 0.30—0.45)、Ⅳ类区(＜0.30)。 综合分析认为Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ类区为增产工作重点区域。
图4 不同潜力单元产能曲线拟合及预测
Fig.4 Production curves simulation and prediction of different improvement potential areas
2.3 不同改造地质单元产能预测
基于SIMED-3 数值模拟软件[21]，在每个改造单元中选取典型井进行产能预测。 一方面验证改造地质单元划分的准确性；另一方面对不同地区井的产能进行合理的预估，进而指导具体增产改造重点区域的部署。 模拟结果表明，低效井区产气潜力类型划分结果准确性高，其中Ⅰ类改造区产气潜力在2 000～5 000 m3/d，Ⅱ类改造区 1 500～2 000 m3/d，Ⅲ类改造区800～1 500 m3/d，Ⅳ类改造区400～1 000 m3/d。 同时，模拟结果表明，沁水盆地柿庄南区块井间干扰时间晚，达到干扰后对应各井出现产气高峰。当前井间干扰程度较低时，有一定剩余资源量，但井间干扰程度较低，导致后期产量低。 当前各井之间生产相互独立，尚未形成井间干扰(图4)。
3 低效井治理体系及治理方法、
明确低效井低产原因是提出针对性增产改造措施的前提，本文对可改造单元中低效井的工程实施效果和排采工作进行深入分析，在此基础上提出了低效井综合治理体系和具体的增产改造措施。
3.1 低效井治理体系构建
低效井改造可优先在Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ类改造地质单元上进行，低产形成的因素包括工程和排采2 大类，按照递阶分析、一票否决和多类型组合，降低主控类型维数，建立主控因素评价体系。
首先对工程实施效果进行综合分析，将其分为效果好、一般和差3 个级别。 工程实施效果好或者一般，则排采与工程效果的匹配程度决定了产气效果。 如果工程效果好，则排采效果是主控因素，其中排采的影响因素包括排采速率、排采不连续、煤粉堵塞以及这3 种因素的组合。 如果工程效果一般，但是排采效果好，则划分为工程主控型；与此同时，如果工程效果差的井，则不再考虑排采的影响，直接归为工程主控型，具体包括压裂改造、裂缝沟通含水层、钻完井工程和储层污染伤害等。 对于工程效果和排采效果均为一般的井，定义为工程+排采主控型。 为简化分析和抓取主干因素，划分为排采速率、排采不连续、煤粉堵塞3 种情况与工程效果差的组合类型(图5)。
图5 低效井主控因素综合评价体系
Fig.5 Comprehensive evaluation systems of main controlling factors of low efficiency wells
气井排采井数据表明，造成沁水盆地柿庄南区块低效井的因素包括:井径扩径严重，钻井液伤害严重，压裂裂缝扩展有限，压裂沟通含水层，排采速率较快，排采不连续和煤粉堵塞等。 沁水盆地柿庄南区块QS-299 井由于钻井污染，且压裂效果较差导致产量较低；QS34-01 井，由于产气过快导致影响产液；QS55-06 井，频繁停机和煤粉堵塞导致产气不佳；QS-151D4 井，压裂沟通含水层导致产气不佳；QS07-1D 井，由于停机频繁导致低产；QS-297井，煤粉堵塞导致产气困难(图6，横坐标抽采时间，闰年取366 d)。
3.2 低效井治理方法
在低效井治理中，地质因素决定了物质基础，是单井采收率提高的先决条件；储层改造是气体产出的关键要素，科学合理的排采管控是提高产能的重要保障[19]。
图6 排采过程发现的低效井成因
Fig.6 Formation of low efficiency wells occurred during gas drainage process
影响气井产量的地质因素包括含气量、临界解吸压力、渗透率、煤体结构、断层距离和储层压力等(图7)。 对于含气量占据主导作用的地区，由于煤层气含气量和含气饱和度受工程及排采影响较小，对气井进行二次压裂重张裂缝或造新裂缝对产气效果影响不明显。 对该类气井不建议进行改造(压裂)施工，可根据排采情况进行煤粉冲洗、检泵工作等。对于含气量-临界解吸压力或含气量-储层压力等发挥主导作用的井区，应注意强化排水降压，保证气体顺利解吸扩散。 对于以渗透率发挥主导作用的井区，由于渗透率对产量的影响较大，而渗透率随着排采过程中煤粉脱落堵塞，应力敏感等会发生改变，该类井应结合排采和压裂施工分析，考虑进行二次压裂改造以提高产量。
对于工程因素造成的低效井，对于储层伤害造成的井可采用二次压裂优化，井径扩大的气井可以采用顶底板压裂，井网不全的地区考虑调整优化井网，井筒堵塞和施工偏差较大的井注意调整施工参数并采用氮气解堵等方案。 其中储层改造的关键在于解堵，考虑二次压裂等方案疏通裂缝，并且在施工过程中考虑多段加砂，以重建储层缝网，同时对于渗透性高且储层相对稳定的井，可以考虑井底造穴，以释放应力，促进气体解吸产出。
对于排采因素造成的低效井，针对生产低效、井筒堵塞、裂缝闭合、压差不足、采收率低等情况，可采用提供泵效、脉冲解堵、二次压裂、动压调节或气体驱替等手段。 排采控制需要动态化精密管理，对于构造煤发育区需要着重考虑煤粉防治，保证井筒疏通；同时在井田/井区应尽量实现井网控制，保证能够协同降压；在单井管控中注意动压调节，保证适当合理的压差保证气井稳定、连续生产。
图7 低效井综合治理体系
Fig.7 Comprehensive controlling system of low efficiency wells
4 结 论
1)基于不同排采阶段，以产气量(500 m3/d)为主要参数，结合动液面高度(50 m)、井底流压(0.5 MPa)和排采时限(2 a)定义了低效井，分析了钻井/固井过程中井径扩大率和钻井前后渗透率、压裂后的储层改造效果、排采管控过程中排采不连续、排采速率和煤粉产出等对产能的影响。
2)结合构造、含气量、含气饱和度、储层压力梯度、临储压力比和渗透率等关键地质参数，基于多参数叠加和模糊评价圈定了4 类可改造地质单元。 通过预测不同可改造单元的产气潜能，优选出了增产工作的重点区域。
3)基于递阶优选和一票否决法，构建了低效井成因解剖体系，划分了3 大类13 小类低效井形成类型。 提出了地质-工程-排采一体化的低效井综合治理体系，通过煤粉冲洗和储层二次改造等保证资源的有效性，在钻井压裂等施工环节促进缝网—井筒的高效连通，在排采环节做到煤粉防治和区域协同降压控制。
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